3. Пути и причины обводнения скважин

Образование конуса обводнения (обводнение подошвенной водой)  Заканчивание скважины при наличии вблизи продуктивного коллектора нежелательной жидкости, например воды, дает возможность для ее немедленного поступления. Даже если интервал перфорации находится над первоначальным водонефтяным контактом, близость коллекторов содержащих воду делает возможным легкое и быстрое поступление нежелательной жидкости из-за образования конуса обводнения. Подтягивание конуса подошвенной воды подстилающей продуктивный пласт в направлении интервала перфорации скважины, является результатом пониженного давления в эксплуатируемом продуктивном горизонте. В конечном счете, вода прорывается в перфорированный интервал, заменяя часть углеводородной продукции вплоть до полного обводнения. Пониженные темпы добычи могут уменьшать степень обводнения, но не решить проблему полностью.  Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью  Наличие высокопроницаемых пропластков может дать возможность для преждевременного прорыва в скважину закачиваемой системой поддержания пластового давления воды (или контурных вод), оставляя зоны продуктивного пласта с более низкой проницаемости неохваченными заводнением. Поскольку закачиваемая вода охватывает интервалы самой высокой проницаемости, проницаемость для последующего потока становится даже выше, приводя к увеличению водонефтяного фактора. Имеющиеся данные из описания коллектора дают возможность определять проницаемые для воды пласты, что позволяет моделировать движение жидкости. Аналогично продвижению вод по высокопроницаемым пропласткам, обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин. Даже если трещины пересекающие две скважины не соединяются, то вода может главным образом течь через одну трещину вблизи другой трещины или ствола, охватывая лишь небольшую часть продуктивного коллектора. Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают возможность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов.  Возникновение заколонных перетоков  Возникновение гидравлической связи (канала) между водоносными горизонтами и скважиной является причиной заколонных перетоков. Эта проблема может встречаться в любое время эксплуатации скважины, но более заметна после первоначального заканчивания или стимуляции скважины. Поступление непредвиденой воды в это время является хорошим показателем того, что канал существует. Каналы в кольцевом пространстве обсадная колона - пласт могут быть результатом плохой связи на границе контакта цемента – обсадная колонна или цемента-пласт. Возникновение заколонных перетоков может быть вызвано некачественным цементированием при строительстве, отслоением цемента от обсадной колонны и пород из-за плохой адгезии, разрушением цемента. Раз-рушение цемента может произойти под воздействием коррозионно активных флюидов, при камулятивной перфорации, при ударах инструмента об обсадную колонну при спуско-подъемных операциях в скважине.  Нарушение герметичности обсадной колонны  Нарушение герметичности обсадной колонны обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности обсадной колонны может быть вызвана коррозионным разрушением, негерметичностью резьбовых соединений, ошибочной перфорацией, образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления истиранием обсадной колонны при работе в ней бурильным инструментом. Наиболее сложным случаем является наличие нарушений герметичности эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, определяющихся падением давления при опрессовке.

Отключение нижних перфорированных пластов не представляет технологической трудности. Эти работы проводят путем установки цементных мостов без давления и под давлением, взрыв-пакеров, комбинации песчаной пробки с цементным мостом, комбинации взрыв-пакера с цементным мостом.

Более сложными по технологии являются РИР по отключению верхних пластов. Сложность вызвана требованием полной герметичности отключенного пласта и обеспечения возможности нормальной эксплуатации нижнего пласта (пластов). Известны два основных метода отключения верхних пластов : с использованием технических средств и методы тампонирования. В свою очередь, первый метод включает в себя отключение верхних пластов установкой пакеров, металлического пластыря и спуском летучки.

Отключение верхних пластов путем установки пакера до настоящего времени не находит повседневного применения, в основном, из-за низкого качества пакерующих элементов. Недостатком метода является также невозможность “ связи “ с эксплуатируемым пластом по затрубному пространству ( например, подача ингибитора соле- и парафиноотложений , проведение РИР).

Отключение верхнего пласта пластырем производится путем расширения продольно гофрированной металлической трубы до плотного контакта с внутренними стенками эксплуатационной колонны. Для расширения трубы через нее протягивают дорнирующую головку. Все устройство для установки металлического пластыря называется “ ДОРН “, который позволяет протягивать дорнирующую головку через гофрированную трубу без передачи осевых усилий дорнирования на эксплуатационную колонну и НКТ.

Для обеспечения надежного сцепления пластыря нижний конец его устанавливают на 3-6м ниже интервала перфорации отключаемого пласта. С помощью насосного агрегата создают давление в НКТ. При этом дорнирующая головка поднимается вверх на длину хода поршней гидроцилиндров и нижняя часть пластыря запрессовывается в эксплуатационную колонну. Затем производят приглаживание пластыря протягиванием дорнирующей головки талевой системы не менее 5-6 раз при давлении в НКТ 12 МПа. Поднимают НКТ с “ДОРН”, опрессовывают эксплуатационную колонну, промывают скважину до забоя и осваивают ее.

Для отключения верхних и промежуточных пластов в условиях пластового давления не более гидравлического и толщина разобщающего непроницаемого пропластка между пластами не менее 2м применяют летучки. Летучка представляет собой стальную или дюралюминиевую трубу диаметром 114мм и длиной на 4м больше толщины отключаемого пласта. На летучке, на расстоянии 1м от обоих ее концов, устанавливают пластинчатые центрирующие фонари. Нижнюю часть летучки высотой 20-25см заливают гудроном, затем ее заполняют песком и сверху бентонитовой глиной высотой 20-25см.

Перед спуском летучки в скважину нижний интервал перфорации засыпают песком. С помощью желонки на забой скважины подают цементный раствор из расчета 15-20л на 1 погонный метр отключаемого интервала. Скважину заполняют до устья жидкостью и сбрасывают в нее заранее подготовленную летучку. После этого герметизируют устье, насосным агрегатом в эксплуатационной колонне создают давление 8-10 МПа в течение 10-15 минут для продавливания части цементного раствора в пласт и медленно снижают давление до атмосферного. Спускают поршневую желонку и удаляют цементный раствор, находящийся над летучкой. Скважину оставляют на ОЗЦ в течение 48 часов. Затем в скважину спускают НКТ, промывают ее до нижнего конца летучки, опрессовывают колонну, промывают песчаный забой и осваивают ск